EnergiaPaper 9/2016

Ladisciplinadell’affidamentodelserviziodidistribuzionedelgas

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©Energia Media - luglio 2016

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Energia Media

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Ladisciplinadell’affidamentodelserviziodidistribuzionedelgas

EnergiaPaper 9/2016

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InterventiMauro RENNA - Università Cattolica del Sacro Cuore di MilanoClaudia CHECCHI - REF-EClaudio MOSCARDINI - SorgeniaSavio PICONE - TAR PiemonteTerenzio POETA - A2A

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Interventi

La disciplina dell’affidamento del servizio di distribuzione del gas: inquadramento e criticità

L’analisi delle principali fonti normative riguardanti il servizio di distribuzione del gas sul territorio nazionale In riferimento al servizio di distribuzione del gas naturale, possono di-

stinguersi tre differenti “livelli” di disposizioni normative: il livello legisla-

tivo, il livello regolamentare e il livello “regolatorio”.

Il livello legislativo (statale) si compone essenzialmente degli artt. 14,

15 e 16 del d.lgs. n. 164/2000 (c.d. “decreto Letta”), che individuano la

disciplina generale del servizio di distribuzione del gas e le relative mo-

dalità di affidamento. Merita, inoltre, un cenno l’art. 46-bis del d.l. n.

159/2007, conv. nella l. n. 222/2007, che ha demandato a successivi de-

creti ministeriali la definizione di criteri di gara uniformi per l’affidamen-

to del servizio e l’individuazione degli ambiti territoriali minimi delle ga-

re secondo bacini ottimali di utenza (c.d. “ATEM”), superando così i

“vecchi” ambiti comunali. Riguardo all’affidamento del servizio di distri-

buzione del gas, l’art. 24 del d.lgs. n. 93/2011 ha, poi, definitivamente

precisato che esso debba avvenire esclusivamente per gara d’ATEM.

Con riferimento al livello regolamentare, assumono importanza: (a) i

dd.mm. 19 gennaio 2011 e 18 ottobre 2011, che hanno, rispettivamen-

te, suddiviso il territorio nazionale in 177 ATEM e individuato i singoli

Comuni appartenenti ad ogni ATEM; (b) il d.m. 12 novembre 2011 (c.d.

“d.m. gare”, modificato, di recente, dal d.m. 20 maggio 2015), che ha,

tra le altre cose, definito i criteri di gara e di valutazione dell’offerta per

l’affidamento del servizio di distribuzione del gas; (c) il d.m. 5 febbraio

2013, con cui è stato approvato il contratto di servizio tipo; (d) il d.m.

22 maggio 2014, con cui sono state approvate le linee guida per il cal-

colo del valore di rimborso degli impianti di distribuzione del gas.

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Mauro RENNAUniversità Cattolica di Milano

Non meno importante, infine, è il livello “regolatorio”, composto da una miriade di atti

emanati dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas e il sistema idrico, tra i quali devono e

il gas e il sistema idrico, tra i quali devono essere ricordati la delib. n. 113/2013/R/gas

(che disciplina l’iter procedurale delle eventuali osservazioni dell’Autorità alle stazioni ap-

paltanti sui bandi di gara) e la delib. n. 367/2014/R/gas, recante “Regolazione tariffaria

dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 per le

gestioni d’ambito e altre disposizioni in materia tariffaria”.

L’inquadramento giuridicoLa distribuzione del gas è un’“attività di servizio pubblico” e consiste nel trasporto del gas

naturale attraverso reti di gasdotti locali per la consegna ai clienti. Il titolare del servizio di

distribuzione è l’ente locale ed è previsto un meccanismo di concorrenza “per” il mercato,

nel senso che il servizio deve essere affidato esclusivamente mediante gara per periodi

non superiori a 12 anni. A tal proposito, il decreto Letta ha previsto una cessazione antici-

pata delle concessioni previgenti, secondo termini di scadenza più volte prorogati nel cor-

so degli ultimi anni (da ultimo, v. art. 3, comma 2-bis, del d.l. n. 210/2015, conv. nella l. n.

21/2016). I rapporti tra concedente e concessionario sono regolati da appositi contratti di

servizio, sulla base di un contratto tipo predisposto dall’AEEGSI e approvato dal MISE (v.

d.m. 5 febbraio 2013).La ratio complessiva della normativa è quella di promuovere la più

ampia partecipazione alle gare, garantendo la par condicio degli operatori ed evitando, al

contempo, ogni indebito vantaggio in favore dei precedenti gestori; inoltre, si è inteso ra-

zionalizzare il sistema complessivo con il superamento della frammentazione delle gestio-

ni precedenti all’entrata in vigore del decreto Letta e con la standardizzazione sia delle

modalità di gara sia dei rapporti tra concedente e concessionario.

L’esame delle regole della gara per l’affidamento del servizioCome anticipato, le regole della gara per l’affidamento del servizio di distribuzione del

gas sono determinate dal d.m. 12 novembre 2011 e ss.mm.ii. (“d.m. gare”). Tale decreto

ha, tra le altre cose, definito le regole per l’individuazione della stazione appaltante e sta-

bilito i compiti di quest’ultima (art. 2). In particolare, la stazione appaltante svolge e aggiu-

dica la gara per delega degli enti locali concedenti e cura ogni rapporto con il gestore. A

tal proposito, i gestori sono tenuti a una serie di obblighi informativi (di natura tecnica, fi-

nanziaria, contrattuale e tariffaria) nei confronti degli enti locali concedenti (art. 4).

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Paper n. 9/ 2016 - Energia

Il d.m. gare si occupa, poi, di altri aspetti di notevole rilievo, quali il calcolo del valore di

rimborso dell’impianto di distribuzione del gas al gestore uscente (art. 5) e le modalità di

predisposizione del bando di gara (art. 9).

Con riferimento al primo aspetto, non si può trascurare il fatto che una delle discriminanti

per verificare la “fattibilità” della gara per un determinato operatore è proprio il valore di

rimborso dell’impianto che il gestore entrante dovrà corrispondere al gestore uscente

(c.d. “VIR”). In via generale, il valore di rimborso dell’impianto è calcolato in base a quan-

to stabilito dalle convenzioni o dai contratti in essere, purché stipulati anteriormente all’11

febbraio 2012 (data di entrata in vigore del d.m. 12 novembre 2011). Se non può trovare

applicazione la disciplina convenzionale, deve farsi riferimento ai criteri individuati dalle

linee guida approvate dal MISE (v. d.m. 22 maggio 2014).

Il gestore entrante, oltre ad assumere la titolarità dell’impianto di distribuzione, subentra

al gestore uscente anche nel diritto di percepire una componente tariffaria funzionale al

recupero e alla remunerazione del capitale investito dallo stesso gestore uscente per la

realizzazione degli impianti (c.d. “RAB”). In tal modo, il gestore entrante viene parzialmen-

te ristorato dell’esborso effettuato per il pagamento al gestore uscente del VIR, valore –

quest’ultimo – che è generalmente maggiore dell’importo della RAB.

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Riguardo al secondo aspetto (relativo alle modalità di predisposizione del bando di gara),

il d.m. gare stabilisce che la stazione appaltante deve attenersi agli schemi e alle indicazio-

ni del bando di gara tipo e del disciplinare di gara tipo (Allegati 2 e 3 al medesimo decre-

to ministeriale). Gli eventuali scostamenti dal bando di gara tipo e dal disciplinare di gara

tipo, nonché la scelta dei punteggi utilizzati nei criteri di valutazione della gara, devono

essere giustificati dalla stazione appaltante mediante l’emissione di un’apposita nota.

La gara è effettuata adottando la procedura ristretta, ad eccezione degli ambiti in cui un

gestore uscente gestisca più del 60% dei punti di riconsegna dell’ambito, per i quali si

adotta la procedura aperta.

L’aggiudicazione è effettuata con il criterio dell’offerta economicamente più vantaggiosa

in base ai seguenti criteri (art. 12): (a) condizioni economiche ex art. 13 del d.m. (max 28

punti); (b) criteri di sicurezza e di qualità del servizio ex art. 14 del d.m. (max 27 punti); (c)

piani di sviluppo degli impianti ex art. 15 del d.m. (max 45 punti). Il disciplinare di gara

specifica dettagliatamente per ciascun criterio di valutazione i sub-criteri e i relativi pun-

teggi. L’art. 10 del d.m. gare individua, inoltre, i requisiti (in particolare di capacità econo-

mica e finanziaria e di capacità tecnica) per la partecipazione alla gara.

Nella fase prodromica alla pubblicazione dei documenti di gara, la stazione appaltante de-

ve inviare all’AEEGSI – almeno 60 giorni prima della pubblicazione di tali documenti – il

bando, il disciplinare, le linee guida programmatiche d’ambito con le condizioni minime

di sviluppo e la nota giustificativa contenente gli eventuali scostamenti dal bando tipo e

dal disciplinare tipo. L’AEEGSI può quindi inviare, entro 30 giorni, proprie osservazioni alla

stazione appaltante (diversamente vale la regola del silenzio-assenso: cfr. delib. n. 113/

2013/R/gas).

L’intervento dell’Autorità ha natura meramente consultiva e non condiziona lo sviluppo

successivo della procedura di gara. Infatti, le eventuali osservazioni dell’Autorità non vinco-

lano la stazione appaltante. Pertanto, si può ragionevolmente ritenere che, nelle ipotesi in

cui la stazione appaltante non abbia inviato i documenti di gara o non abbia atteso le os-

servazioni dell’AEEGSI o non abbia modificato gli scostamenti ritenuti ingiustificati dall’Au-

torità, la successiva ed eventuale impugnazione dei documenti di gara non possa essere

basata meramente su vizi relativi alla procedura appena descritta.

Tuttavia, in caso di inadempimento degli obblighi procedurali previsti, con un chiarimento

pubblicato sul sito istituzionale dell’Autorità il 27 gennaio 2016 l’AEEGSI ha precisato che

“nessun operatore può confidare che l’Autorità riconosca con certezza in tariffa gli investi-

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Paper n. 9/ 2016 - Energia

menti sostenuti per l’adempimento dei piani di sviluppo degli impianti di distribuzione,

oggetto dei bandi di gara che non siano stati preventivamente valutati dall’Autorità sotto

tale profilo”. Inoltre, non si può escludere che l’AEEGSI emani provvedimenti sanzionato-

ri, ove constati l’inosservanza di proprie delibere regolatorie.

L’indicazione di alcuni tra i maggiori aspetti critici della disciplinaAlla data del 31 dicembre 2015 risultavano attivi soltanto 14 bandi di gara (rispetto agli

82 ATEM per i quali era scaduto il termine per la pubblicazione dei bandi).

Con riguardo ai bandi pubblicati sono emersi numerosi aspetti di criticità. In riferimento al

bando pubblicato dall’ATEM di Milano 1, l’AEEGSI ha, ad esempio, rilevato una serie di

scostamenti ingiustificati e carenze informative (cfr. delib. del 17 dicembre 2012 n. 631/

2015/R/gas). Il bando dell’ATEM di Udine 2 non è stato comunicato all’Autorità e ha previ-

sto significativi scostamenti dai vari punteggi massimi previsti dal bando tipo. Risulta, inol-

tre, che i bandi degli ATEM di Varese e di Monza e Brianza siano stati ritirati dalle rispetti-

ve stazioni appaltanti, in quanto carenti di taluni elementi essenziali.

Un ulteriore aspetto critico della disciplina in esame concerne la regolazione asimmetrica

dell’AEEGSI, su cui si è concentrata buona parte del contenzioso giurisdizionale (v., ad

esempio, l’annosa questione relativa al riconoscimento in tariffa al gestore entrante del

delta VIR/RAB, su cui si è di recente espresso il Tar Lombardia, sez. II, con la sentenza del

22 dicembre 2015, n. 2741).

In conclusione, non si può negare come la normativa sopra illustrata sia effettivamente e

meritoriamente orientata a promuovere la concorrenza nel settore della distribuzione del

gas. Il raggiungimento di tale obiettivo non può, tuttavia, sacrificare – senza una adegua-

ta ponderazione dei vari interessi in gioco – le ragioni del gestore uscente, il quale non

può essere aprioristicamente considerato il soggetto meno efficiente nella gestione del

servizio (si pensi, per esempio, a come spesso l’incumbent sia dotato di uno specifico

know-how costruitosi nel tempo e meritevole di valorizzazione).

10Energia Media

La disciplina dell’affidamento del servizio di distribuzione del gas

Oltre la dicotomia tra VIR e RABFin dall’emanazione del Decreto Letta e, quindi, dalla decisione di assegna-

re le concessioni tramite gara, tra gli aspetti più controversi che hanno ral-

lentato tutto il processo, ha pesato in modo significativo il tema dei rimbor-

si per i gestori uscenti e il conseguente impatto sui livelli tariffari.

In tal senso ricoprono particolare rilevanza le decisioni che in questi anni ha

assunto l’Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico (AEEGSI)

che hanno portato a una modifica della metodologia di valutazione del capi-

tale investito a fini regolatori (RAB – Regulatory Asset Base) nelle gestioni

per ATEM.

In particolare il valore riconosciuto a fini regolatori delle immobilizzazioni

nette di località, che saranno oggetto di trasferimento a titolo oneroso dal

gestore uscente all’entrante, su cui si baserà la remunerazione dell’operato-

re concessionario per ATEM nel primo periodo di affidamento, seguirà una

regolazione asimmetrica e sarà determinato:

• sulla base del VIR, cioè il valore di rimborso, nel caso in cui l’operatore

entrante sia diverso dall’uscente

• sulla base della RAB esistente (ossia sulla base del costo storico) se l’en-

trante e l’uscente coincidono.

L’AEEGSI non si è limitata a stabilire la metodologia di calcolo del capitale

investito considerato a fini regolatori solo per il primo periodo, ma ha an-

che definito come saranno valorizzate le immobilizzazioni nette di località

per il secondo, decretando che tale valore sarà pari alla somma di:

• valore residuo dello stock esistente, calcolato in base al VIR, da cui ven-

gono dedotti gli ammortamenti e le dismissioni riconosciute ai fini tariffa-

ri nel corso dei 12 anni di affidamento

Claudia CHECCHIREF-E

• valore residuo dei nuovi investimenti realizzati nel corso del primo periodo, calcolato

basandosi sia sul criterio del costo storico rivalutato sia sulle metodologie di valutazio-

ne a costi standard.

Il cambio di metodologia (da costo storico a valore industriale residuo) seppur molto signi-

ficativo sarà graduale per una molteplicità di motivi.

• Il VIR viene calcolato in occasione del primo affidamento e successivamente viene ag-

giornato con il metodo del costo storico e attraverso metodologie che presumibilmen-

te si baseranno su costi standard (il metodo di valutazione dei nuovi investimenti a par-

tire dall’AT 2017 sarà definito entro la fine del 2016).

• La sostituzione del metodo del costo storico con il valore di rimborso avverrà gra-

datamente, in quanto si verificherà nel primo periodo di affidamento solo per que-

gli ATEM in cui l’entrante è diverso dall’uscente, e a partire dal secondo per tutti

gli altri.

• Le porzioni di rete di proprietà diretta dei Comuni (media nazionale pari al 12%, ma

situazioni locali molto variegate) o per i quali è prevista la devoluzione gratuita conti-

nueranno a essere valutate a costo storico.

• Anche negli ATEM in cui il gestore entrante è diverso dall’uscente non è detto che la

valutazione del capitale investito netto a fini tariffari si basi totalmente sul VIR fin dal-

l’inizio del primo affidamento. Infatti, nei c.d. comuni Post Letta (PL), cioè quei comuni

che dopo l'entrata in vigore del Dlgs 164/2000 hanno individuato l'attuale gestore me-

diante gara e il cui affidamento scadrà successivamente al nuovo affidamento per

ATEM, la valutazione del capitale investito sarà basata sul VIR solo a partire dal mo-

mento in cui effettivamente l’entrante subentra nella gestione e ciò si potrebbe verifi-

care anche diversi anni dopo l’affidamento dell’ATEM.

Come accennato tutti gli investimenti realizzati successivamente al primo affidamento ver-

ranno valutati, e conseguentemente introdotti nella RAB, non con il metodo del VIR ma

non quello stabilito dall’AEEGSI, che ad oggi è il metodo del costo storico rivalutato, ma

che già dal prossimo anno potrebbe essere sostituito con metodologie di valutazione a

costi standard.

Nel tempo quindi, man mano che gli asset originariamente presenti nel capitale investito

vengono ammortizzati, il metodo del VIR verrà completamente abbandonato.

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Verso una maggior efficienza del settore Dopo anni di ritardi, in autunno ha preso finalmente il via il processo di pubblicazione dei

bandi che ha visto una netta accelerazione con il chiudersi del 2015, sicuramente compli-

ce l’avvicinarsi della scadenza per l’applicazione delle sanzioni che per il primo e il secon-

do raggruppamento era stata prorogata al 31 dicembre.

Il processo di riforma del regime di concessione mira a una concentrazione del settore,

che ad oggi risulta ancora molto frammentato, come dimostra la presenza di circa 230

operatori che gestiscono il servizio di distribuzione in più di 7,400 località. Questi numeri

appaiono molto elevati se si pensa che alla fine del processo di gara si avranno solo 175

rapporti concessori (uno per ogni ATEM) che faranno capo a un numero di operatori che

si attesterà presumibilmente a meno della metà di quello attuale (una quarantina o forse

addirittura meno).

In questo contesto assumono particolare rilevanza le attività di M&A che proprio in queste

settimane stanno prendendo vita (JV tra Erogasmet e Osaka Gas; acquisizione del control-

lo di ATENA da parte di IREN; fusione tra A2A e LGH). Queste operazioni non appaiono

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però in grado di stravolgere la struttura del settore come invece potrebbe fare, se confer-

mato, il recente rumor secondo il quale sarebbe allo studio l’ipotesi di fusione tra Italgas

(gruppo SNAM) e 2i Rete Gas (gruppo F2i), attualmente il primo e secondo operatore del

settore. In base alle stime di REF-E sulle quote di mercato in termini di RAB di località, gli

ATEM in cui primo operatore con una quota di mercato superiore al 50% fa capo a SNAM

o F2i sarebbero circa una novantina quindi poco più della metà degli ATEM messi a gara.

Inoltre calcolando l’HHI pre e post fusioni su tutto il mercato, si rileva un deciso aumento

del grado di concentrazione, ma questo non deve far pensare che si sia, a prescindere, in

presenza di un’intesa anticoncorrenziale in quanto, per l’Antitrust, il mercato rilevante coin-

cide con la singola gara, quindi gli effetti di una possibile intesa sarebbero valutati ambito

per ambito.

Potenziale grado di contendibilità della gara Alla luce della valutazione delle suddette operazioni di M&A, diventa interessante valutare

quali sono le variabili che influenzano il potenziale grado di contendibilità della gara nei

singoli ATEM.

In primis, rileva la presenza pregressa nell’ATEM, a cui sarebbe legato un vantaggio finan-

ziario e organizzativo in grado di incidere in modo significativo sull’incentivo a partecipare

alla gara. In particolare nei casi in cui i gestori uscenti detengano quote di mercato molto

elevate (con una soglia indicativa superiore all’80%) è difficile immaginare la partecipazio-

ne anche di un solo competitor oltre all’incumbent, in special modo se l’uscente è una im-

presa di grandi dimensioni o molto concentrata su un territorio. Infatti, a quote elevate di

mercato detenute dall’incumbent corrisponde in genere un elevato valore di rimborso da

corrispondere allo stesso che, di fatto, limita la platea dei possibili competitor.

Lo sforzo finanziario richiesto all’entrante è strettamente correlato anche alla dimensione

dell’ATEM che a sua volta ha riflesso sul tipo di operatività richiesta (gli ATEM di più picco-

le dimensioni hanno normalmente anche densità molto bassa) e sui requisiti di partecipa-

zione (numero di PDR gestiti pari almeno al 50% dei PDR dell’ATEM che va a gara, capaci-

tà finanziaria, etc).

La barriera finanziaria iniziale può essere mitigata dalla presenza dei c.d. comuni Post Let-

ta. Infatti il gestore subentrante corrisponderà il valore di rimborso al gestore uscente nel

momento in cui effettivamente subentrerà nella gestione e nel caso dei Comuni PL ciò si

potrebbe verificare anche diversi anni dopo l’affidamento dell’ATEM. Tuttavia, una quota

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elevata di PL può al contempo rendere l’ATEM poco appetibile, in quanto la presenza di

ampie parti del territorio escluse dalla gestione potrebbe impedire al nuovo operatore di

sfruttare appieno le economie di scala.

Infine altro elemento da tenere in considerazione quando si valuta il potenziale grado di

contendibilità di un ATEM è la sua eventuale strategicità per le maggiori imprese di distri-

buzione a livello nazionale. Infatti, la presenza di un gruppo di grande dimensione, alta-

mente qualificato e magari detentore di interessi anche in altri business sul territorio po-

trebbe scoraggiare i competitor più piccoli dal partecipare alla gara.

Per concludere…  La recente pubblicazione di diversi bandi indica che la macchina delle gare, che dovrebbe

portare ad una totale riorganizzazione del settore, si è ormai messa in moto. Tuttavia pri-

ma che il processo di affidamento tramite gara sia concluso passeranno presumibilmente

diversi anni anche perché le incertezze non mancano. Si è, infatti, ancora in attesa di un

pronunciamento da parte del TAR sui ricorsi presentati contro provvedimenti alla base di

tutto il disegno del processo di gara.

Anche sul versante regolatorio, benché il quadro paia ormai definito, soprattutto per quan-

to riguarda i principi alla base della valutazione del capitale investito di località nel regime

per ATEM, vi sono elementi di incertezza che riguardano la definizione delle modalità di

valutazione dei nuovi investimenti dal 2017 e del valore del X-factor a valle del periodo di

azzeramento. Inoltre non bisogna scordarsi che l’attuale periodo regolatorio finirà nel

2019 e non si possono escludere novità per il successivo. In questo contesto un vero e

proprio game changer potrebbe però essere rappresentato dalla conferma di ciò che fino

ad oggi è solo un rumor, cioè la possibile fusione tra Italgas e 2i Rete Gas, il primo e se-

condo operatore del comparto. Quindi anche al netto del contenzioso, il cammino delle

gare gas sembra ancora in salita.

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Paper n. 9/ 2016 - Energia

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Prospettiva di un operatore utente del servizio di distribuzione

Sorgenia opera nella filiera dell’energia (elettricità e gas naturale) sin dal-

le origini del percorso di liberalizzazione attuato nel settore. È attiva nei

principali hub del gas naturale in ambito europeo e nella vendita ai

clienti finali sul territorio nazionale. Per effettuare il servizio di vendita ai

clienti finali accede alle reti di distribuzione del gas naturale.

L’accesso implica l’adesione al «codice di distribuzione» e la sottoscrizio-

ne di un contratto con ogni gestore della rete locale. Infatti con la delibe-

ra n. 108/06 l’AEEGSI ha approvato il Codice di rete tipo per il servizio di

distribuzione del gas (CRDG). Il CRDG regola i rapporti tra le imprese che

gestiscono gli impianti di distribuzione e le imprese di vendita che vi ac-

cedono e si fonda su principi di neutralità, trasparenza ed efficacia nei

confronti delle imprese di vendita, nonché efficienza nella gestione per

contenere i costi e quindi le tariffe di distribuzione ai clienti finali. Nono-

stante questa impalcatura, molte restano le tematiche rispetto alle quali i

suddetti rapporti presentano ambiti di miglioramento, soprattutto nei pro-

cessi relativi alle attività basilari come il servizio di misura.

Attualmente Sorgenia opera su 133 reti di distribuzione del gas (su un to-

tale di 227) con altrettanti accordi da gestire e rispettare.

Le reti alle quali Sorgenia accede coprono il 95% dei comuni metanizzati

e il 97% della popolazione sottesa. Queste reti sono gestite in concessio-

ne e, in prospettiva, potrebbero essere oggetto di revisione dell’affida-

mento in funzione delle modalità di gara e del conseguente esito.

La domanda per la quale non è chiara la risposta è la seguente: “quali sa-

ranno i possibili effetti sul mercato della vendita e sulle prestazioni nei

rapporti distributori/venditori/clienti finali a valle del processo di revisio-

ne della disciplina dell’affidamento del servizio di distribuzione del gas?”

e deve essere unita a queste altre: “Il processo che si sta delineando

Claudio MOSCARDINISorgenia

tiene adeguatemene in considerazione delle possibili ricadute sugli utilizzatori finali del

servizio? I distributori che rischiano di perdere la concessione sono al momento incentiva-

ti a svolgere un servizio efficiente a favore del consumatore finale e del processo di vendi-

ta? Gli operatori che subentreranno potranno migliorare i processi commerciali?”. Le ri-

sposte non sono scontate e la sensazione è che il percorso per l’attuazione della discipli-

na di affidamento possa smorzare gli entusiasmi. Questo percorso risulta infatti oggettiva-

mente travagliato e caratterizzato da: tempi di attuazione eccessivi, processi complessi e

non ancora testati in pratica, molteplici interventi correttivi e ricorsi alla giustizia ammini-

strativa, con il rischio di vanificare gli obiettivi iniziali ovvero quelli di migliorare l’efficacia

e l’efficienza del servizio oltre ad assicurare i piani di investimento in manutenzione e so-

stituzione di molte reti di distribuzione che hanno raggiunto un tasso elevato di obso-

lescenza, nonché completare la metanizzazione del territorio.

L’auspicio è che si riesca quanto prima a completare la disciplina per l’affidamento e che

vengano testate le prime procedure di gara e i relativi effetti.

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Orientamenti della giurisprudenza amministrativa in tema di gare per l’affidamento della concessione del servizio di distribuzione del gas naturale.

In primo luogo, va segnalata la pronuncia con la quale è stata affermata la

giurisdizione del giudice ordinario sull’impugnativa del bando e della pre-

supposta delibera comunale di indizione della gara, proposta dal gestore

uscente che lamentava l’illegittima determinazione del VIR - valore di rim-

borso (TAR Campania, Salerno, sez. II, 14 aprile 2015 n. 816). In motivazio-

ne, si afferma che “… nel caso di specie, l'operazione di quantificazione del-

l’importo si risolve in un'attività di interpretazione della normativa e degli

atti amministrativi da essa discendenti che prevedono i parametri necessari

alla quantificazione e di sussunzione del fatto nell'ambito dei parametri, atti-

vità che non implica alcuna discrezionalità. La controversia ricade, quindi, in

ragione del generale criterio di riparto di giurisdizione, fondato sulla natura

della situazione soggettiva azionata, nell'ambito della giurisdizione del Giu-

dice Ordinario”.

Soluzione criticabile che, a mio avviso, pone il problema del frazionamento

del contenzioso avente ad oggetto la gara per la concessione del servizio di

distribuzione, che dovrebbe essere unitariamente ricondotto alla giurisdi-

zione esclusiva del giudice amministrativo in materia di procedure di affi-

damento.

Quanto alle questioni che potranno verosimilmente emergere nel contenzio-

so davanti ai TAR ed al Consiglio di Stato, mi pare che molte incertezze di-

scendano dalla inapplicabilità delle norme del Codice dei contratti pubblici

(il vigente D.Lgs. n. 163 del 2006, peraltro destinato ad essere abrogato e

sostituito dal nuovo Codice, in recepimento delle Direttive appalti e conces-

sioni del 2014). Infatti, l’art. 30, terzo comma, del Codice si limita a stabilire

che “La scelta del concessionario deve avvenire nel rispetto dei principi de-

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Savio PICONETAR Piemonte

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sumibili dal Trattato e dei principi generali relativi ai contratti pubblici e, in particolare,

dei principi di trasparenza, adeguata pubblicità, non discriminazione, parità di trattamen-

to, mutuo riconoscimento, proporzionalità”. Esemplificando:

• si è deciso che, nelle gare per l’affidamento di concessioni di servizi con il criterio del-

l’offerta economicamente più vantaggiosa, sono applicabili le disposizioni del Codice

di cui all’art. 84, comma 4 (relativo alle incompatibilità dei componenti della commis-

sione giudicatrice) e comma 10 (relativo ai tempi di nomina della commissione), in

quanto espressive dei principi di trasparenza e di parità di trattamento, ed anche lad-

dove non siano richiamate dalla lex specialis, non essendo necessario impugnare tem-

pestivamente il bando carente di richiami alle suddette norme, attesa la loro portata

imperativa e direttamente applicativa (Cons. Stato, ad. plen., 7 maggio 2013 n. 13);

• viceversa, si è affermato che il principio di tassatività delle cause di esclusione, sancito

dall’art. 46, comma 1-bis, del Codice dei contratti pubblici, si applica unicamente alle

procedure di gara disciplinate dal medesimo Codice, mentre nelle procedure per l’affi-

damento di concessioni il cosiddetto potere di soccorso, sancito dall’art. 6, comma 1 -

lett. b), della legge n. 241 del 1990, costituisce parametro per lo scrutinio della propor-

zionalità e legittimità del bando di gara che, in assenza di una corrispondente previsio-

ne normativa, stabilisca la sanzione dell’esclusione (Cons. Stato, ad. plen., 25 feb-

braio 2014 n. 9);

• secondo la giurisprudenza prevalente, l’istituto dell’avvalimento non può applicarsi ai

fini della qualificazione dei concorrenti nella gara per l’affidamento di una concessio-

ne, quando il bando nulla disponga in proposito, non essendo l’avvalimento riconduci-

bile ad alcuno dei principi di trasparenza, pubblicità, non discriminazione, parità di trat-

tamento e proporzionalità richiamati dall’art. 30 del Codice (Cons. Stato, sez. V, 2 mag-

gio 2013 n. 2385; in senso opposto, si veda A.V.C.P., parere 24 ottobre 2012 n. 175;

Id., parere 7 novembre 2012 n. 186), e ciò in sostanziale adesione all’orientamento re-

strittivo già affermato dalla giurisprudenza comunitaria in materia di appalti di servizi

esclusi, di cui all’Allegato II-B della Direttiva 2004/18/CE (Corte Giust. CE, sez. III, 17 marzo

2011, C-95/10, Strong Seguranca);

• le regole poste dall’art. 37 del Codice dei contratti pubblici, in materia di corrispon-

denza tra quote di partecipazione all’associazione temporanea d’imprese e quota di

realizzazione della prestazione, non esprimono un principio generale desumibile dal

Trattato e pertanto, ai sensi dell’art. 30 dello stesso Codice, non si applicano alle gare

per la selezione del concessionario di un servizio pubblico di rilievo economico (Cons.

Stato, ad. plen., 30 gennaio 2014 n. 7);

21

Paper n. 9/ 2016 - Energia

• la specifica disciplina sulle modalità di inserimento nel bando di gara delle cosiddette clausole so-

ciali, dettata dall’art. 69 del Codice dei contratti pubblici, non si estende alle procedure per l’affida-

mento delle concessioni di pubblici servizi (Cons. Stato, ad. plen., 6 agosto 2013 n. 19).

A tal riguardo, la giurisprudenza è stata recentemente chiamata ad affrontare le problematiche conse-

guenti all’applicazione della clausola sociale inserita nel bando di gara (clausola volta ad obbligare, in

termini più o meno stringenti, l’impresa aggiudicataria del servizio ad assorbire la manodopera alle

dipendenze del precedente gestore). In particolare, il rispetto dell’obbligo di assunzione dei dipen-

denti già in servizio acquista diretta rilevanza in sede di verifica dell’anomalia dell’offerta economica.

Possono richiamarsi alcune recenti pronunce di grande interesse:

• sull’affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale nel Comune di Manfredonia (TAR Pu-

glia, Bari, sez. II, 29 luglio 2015 n. 1150), per il quale il giudice si è avvalso della verificazione del-

l’Autorità in merito all’attendibilità della stima del VAN - valore attuale netto dell’investimento, nel-

l’ambito del piano industriale presentato dall’aggiudicataria, annullando il provvedimento di esclu-

sione ed ordinando all’amministrazione di riesaminare la congruità dell’offerta;

• sull’affidamento del servizio nel territorio della Comunità Montana Triangolo Lariano (TAR Lombar-

dia, sez. IV, 6 ottobre 2015 n. 2106), ove è stata alfine respinta l’impugnativa dell’impresa seconda

classificata, che lamentava l’incongruità del corrispettivo proposto dall’aggiudicataria, specialmen-

te in relazione all’impegno di assumere tutte le unità di personale alle dipendenze del precedente con-

cessionario.

In conclusione, può prevedersi che il contenzioso sulle prossime gare d’ambito per l’affidamento del

servizio di distribuzione del gas naturale assumerà, dinanzi al giudice amministrativo, tratti di spiccata

complessità tecnica. In tal senso, i Tribunali dovranno fare buon uso dei poteri istruttori e cognitori,

ampliati dal Codice del processo amministrativo. Allo stesso tempo, il contenzioso dovrà svolgersi e

concludersi in tempi celeri, secondo il rito speciale introdotto dal D.L. n. 90 del 2014.

22Energia Media

La sfida delle gare

La relazione in oggetto, presentata in occasione del workshop del 28 gennaio

2016 “La disciplina dell’affidamento del servizio di distribuzione del gas”, ripor-

ta l’esperienza maturata all’interno di A2A Reti Gas che è uno dei principali

“player” del settore della distribuzione gas naturale e GPL in Italia con circa 1

milione e duecentocinquantamila clienti finali serviti.

A2A Reti Gas appartiene al gruppo A2A ed è stata costituita il 1° aprile 2009

con la fusione per incorporazione di ASM Reti SpA in AEM Distribuzione Gas

SpA. Rappresenta quindi un esempio di aggregazione di operatori storicamen-

te operanti nei servizi pubblici dell’Energia Elettrica, del Gas, dei Servizi Idrici e

dell’Ambiente.

La relazione ripercorre in primo luogo la recente evoluzioni del mercato del gas

naturale a seguito della riforma introdotta dal Decreto Letta (Dlgs. 164/2000)

che ha costituito una sfida ed un’opportunità di valorizzazione per tutte le azien-

de del settore e che, sia pure con un ritardo rispetto alla tempistica ipotizzata

inizialmente, ha portato nel 2016 all’effettiva partenza della “stagione delle ga-

re” per il servizio di distribuzione del gas.

Uno dei fili conduttori di questa evoluzione è legato pertanto alla riscrit-

tura delle regole che da un lato consentono al mercato dell’energia di

funzionare e dall’altro definiscono le modalità di affidamento del servi-

zio. Un secondo filo conduttore è connesso al miglioramento dell’efficienza e

della qualità del servizio, stimolati in gran parte dagli interventi dell’AEEGSI.

Il settore della distribuzione del gas naturale, storicamente caratterizzato per

l’elevata frammentazione dell’offerta, la polverizzazione geografica delle conces-

sioni e per la non omogeneità delle condizioni di gara per l’affidamento del ser-

vizio è stato conseguentemente interessato, ancor prima dell’avvio della “sta-

gione delle gare” , da un imponente processo di concentrazione, in particolare

per far fronte alle necessità di maggiore efficienza, miglioramento della qualità

del servizio e gestione della complessità del mercato liberalizzato.

Alla vigilia della liberalizzazione il numero di distributori (all’epoca anche vendi-

tori) era pari a 742. Si tratta di un numero che era costantemente cresciuto da-

23

Terenzio POETAa2a

24

gli anni ‘60 fino alla metà degli anni ’90 (il picco è stato toccato nel 1995 con 814 operatori),

in parallelo con il processo di metanizzazione del paese. Già nel 2008 gli operatori della distri-

buzione si erano ridotti a circa 250, a fine 2012 erano 236 (fonte AEEGSI). Ad oggi possiamo

stimare in circa 200 i gruppi societari presenti sul mercato con un processo di aggregazione e

consolidamento industriale che ha consentito di conseguire maggiore efficienza e, grazie an-

che alla regolazione, un innalzamento dei livelli di qualità del servizio.

Sono riepilogati in secondo luogo i principali risultati , in termini normativi, conseguiti alla vigi-

lia della “stagione delle gare che ne consentono l’avvio:

• riconfigurazione del settore della distribuzione, dal lato della domanda, con il Decreto

Ambiti. Il Legislatore, basandosi su un’analisi di produttività svolta da AEEGSI, ha indi-

viduato 177 ambiti territoriali minimi (ATEM) cui corrisponderanno altrettante gare che

sostituiscono le migliaia di concessioni esistenti sul territorio nazionale;

• omogeneizzazione della disciplina relativa ai requisiti di partecipazione e ai criteri di

aggiudicazione dell’offerta - avvenuta attraverso l’emanazione del Regolamento Criteri

(DM 226/2011) che definisce regole uniformi per la partecipazione e la presentazione

delle offerte, segna un’inversione di tendenza rispetto al passato, cercando di operare

un bilanciamento nella valorizzazione di condizioni economiche e qualitative ai fini

della selezione dell’aggiudicatario secondo il criterio dell’offerta economicamente

più vantaggiosa;

• previsione di un contratto di servizio tipo a livello nazionale, che definisce compiuta-

mente gli obblighi e i doveri in capo al concessionario, dovrebbe limitare il rischio di

incompletezza contrattuale e rinegoziazione;

• suddivisione degli ATEM in 7 grandi raggruppamenti di circa 25 unità ciascuno, ipotiz-

zando di scaglionare l’emanazione dei bandi di gara ogni 6 mesi per consentire una

regolare svolgimento del processo di transizione dalle concessioni «comunali» a quelle

per ATEM;

• previsione di obblighi di raccolta e disclosure delle informazioni rilevanti in capo al ge-

store uscente e l’assegnazione alla stazione appaltante di un ruolo di raccordo tra enti

locali, gestori e Autorità di regolazione settoriale (AEEGSI).

Con l’emanazione dei primi bandi di gara, nel corso degli ultimi mesi del 2015, possia-

mo quindi dire che, sia pure con un ritardo legato alla complessità della normativa che è

stata emanata, si apre una nuova fase del processo di liberalizzazione in Italia. L’avvio della stagione delle gare costituirà un completamento del processo in atto. Alcuni

studi di settore prevedono una ulteriore riduzione del numero degli operatori che alla fi-

25

Paper n. 9/ 2016 - Energia

ne della stagione delle gare (2018) dovrebbe attestarsi tra 30 e 50. Sembrano evidenti

nuove opportunità di valorizzazione delle imprese del settore derivanti dallo sfruttamento

di ‘economie di contiguità territoriale’, stante la struttura degli ATEM.

Si auspica inoltre, l’avvio di una stagione di rilancio degli investimenti per l’innovazione

tecnologica, il rinnovo delle reti e l’efficienza energetica che è prevista come elemento

qualificante nel bando tipo.

La terza sezione della relazione prende in esame le problematiche residue. Se da un lato

la definizione di una normativa nazionale, che prevede criteri comuni per la partecipazio-

ne alle gare, obblighi informativi e valorizzazione dell’offerta presenta opportunità, dall’al-

tra i numerosi interventi che negli ultimi anni si sono susseguiti introducendo modifiche

alla disciplina definita dal Regolamento Criteri hanno creato l’incertezza in capo agli ope-

ratori che si trovano nella condizione di dover presentare le offerte e redigere i “business

plan” senza avere un quadro normativo di riferimento del tutto certo e stabile. Ciò vale in particolare per la problematica legata alla valutazione degli asset aziendali,

che costituisce un passaggio obbligato nell’attuale contesto di transizione verso il nuovo

regime di affidamento definito dal Decreto Letta. Detta problematica emerge con forza

proprio in occasione del processo di aggregazione che necessariamente accompagnerà

l’affidamento delle concessioni per ATEM.

Il Legislatore, sia con il Decreto Letta che con il Regolamento Criteri, era intervenuto per

introdurre una metodologia comune per la determinazione del valore di rimborso da rico-

noscere al gestore uscente, nell’ottica di ridurre il rischio contenzioso, e dunque i costi

transattivi, in vista dello svolgimento della competizione. Le numerose modifiche dispo-

ste dal Legislatore sul tema del valore residuo hanno tuttavia stravolto l’originario quadro

normativo e contribuito ad accrescere l’incertezza sulla determinazione del valore residuo

degli impianti (c.d. VIR) da riconoscere all’uscente. Le metodologia applicativa avrebbe

dovuto svolgere una funzione meramente integrativa rispetto agli accordi stipulato con i

Comuni, ovvero limitatamente alle ipotesi ed agli aspetti in cui non fosse già disposto nel-

le convenzioni e nei contratti. Così non è stato con il tentativo di rivedere al ribasso le va-

lutazioni degli “asset” aziendali, rispetto alla prassi consolidata, ed intervenendo retroatti-

vamente su discipline contrattuali già concluse. Le modalità con cui vengono, trattati nel

bando di gara, gli investimenti in efficienza energetica appaiono inoltre ancora poco chia-

ri dal punto di vista economico e quantitativo e apparentemente incoerenti con lo scopo

di stimolare effettivamente la realizzazione degli interventi stessi sul territorio. I livelli

quantitativi sembra siano correlati con gli obiettivi nazionali ad oggi noti fino al 2016 e

26Energia Media

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destinati ad un incremento non prevedibile. Dall’estate 2015 la normativa in tema di TEE

è in fase di revisione e ciò aggiunge incertezza a quella già presente per la mancanza di in-

formazioni in merito alle modalità di gestione dei TEE legati alle gare gas da parte del GSE.

Le modalità di definizione delle penali sono demandate alle stazioni appaltanti con vincoli

molto deboli che possono consentire situazioni molto differenziate nei diversi ATEM.

Da ultimo le proroghe nell’emanazione dei bandi, resesi necessarie anche per la messa a

punto della normativa, ed i ritardi delle stazioni appaltanti, alle prese con procedure mol-

to complesse, hanno fatto si che i termini per l’emanazione dei bandi per i primi 4 rag-

gruppamenti (100 gare) si siano concentrati negli ultimi mesi del 2015 e (probabilmente)

primi mesi 2016.I bandi relativi ai successivi 3 raggruppamenti (circa 75 gare) dovranno

essere pubblicati nei successivi 12 mesi. L’arco temporale interessato dalla pubblicazione

dei bandi è sostanzialmente dimezzato, si passa da un orizzonte temporale di 39 mesi a

19 mesi (fatte salve alcune eccezioni). Detto orizzonte appare estremamente ridotto e con-

seguentemente problematico ai fini di consentire la predisposizione delle offerte da parte

degli operatori. Peraltro nessuna stazione appaltante è riuscita a rispettare tutte le condi-

zioni previste dal complesso iter per l’emanazione del bando ed in particolare i termini

per l’emanazione del bando . Meno del 20% circa dei bandi previsti risulta oggi emanato

(con qualche ritardo ed incongruenza con i disposti normativi) .L’Allegato 1 del DM 226/

2011 aveva infatti originariamente previsto una scansione temporale secondo un criterio

preminentemente volto ad evitare che la maggior parte degli ambiti di una stessa Regio-

ne o comunque limitrofi andasse in gara nello stesso anno. La ratio della norma era per-

tanto proprio quella di consentire che tra le gare facenti parte dei diversi raggruppamenti

intervenisse un arco di tempo congruo (generalmente sei mesi) per consentire agli opera-

tori di pianificare le strategie di partecipazione in modo autonomo rispetto alle aspettati-

ve sugli esiti di precedenti aste.

Peraltro nessuna stazione appaltante è riuscita a rispettare tutte le condizioni previste dal

complesso iter per l’emanazione del bando ed in particolare i termini per l’emanazione

del bando . Meno del 20% circa dei bandi previsti risulta oggi emanato. Alcuni bandi so-

no stati emanati con incongruenza rispetto ai disposti normativi. In particolare molti non

sono stati sottoposti preventivamente alle verifiche dell’AEEGSI.

Da ultimo sono riportate alcuni elementi in grado di determinare le strategie adottate da-

gli operatori. Dalla lettura congiunta di quota di mercato e numero di ATEM in cui il ge-

store è presente, si può evincere il livello di compattezza o frammentazione della gestio-

ne. In entrambi i casi, la posizione di ciascun operatore impatterà sulle strategie future.

Ad oggi negli ATEM del primo raggruppamento operano 51 distributori, di cui 16 deten-

28Energia Media

gono la maggioranza della RAB che andrà a gara nei singoli ATEM. Tra questi, 10 hanno

una dimensione fortemente locale, mentre i due maggiori player a livello nazionale (che

da soli detengono quasi il 50% della RAB che andrà a gara) hanno una quota di mercato

superiore al 50% in soli 7 ATEM.

La partecipazione alle gare e la successiva aggiudicazione comporterà la necessità di procede-

re a un ingente finanziamento finalizzato al riscatto dei cespiti e allo sviluppo del piano degli

investimenti. La RAB (Regulatory Asset Base ovvero il capitale investito netto) del primo rag-

gruppamento, che include alcuni dei maggiori ambiti (Milano 1, Roma 1 e Torino 1) ammonta

a quasi 3.6 miliardi di euro, il 20% del totale. Escludendo questi tre tuttavia la RAB media è

pari a 76.3 milioni di euro, in linea con il dato nazionale relativo a tutti gli ATEM.

Oltre a finanziare il riscatto dei cespiti è necessario tener conto delle risorse da reperire per i

nuovi investimenti, anche in considerazione della notevole mole di investimenti nel settore

del risparmio energetico.

È necessario inoltre per gli operatori tener conto inoltre del:

• probabile incremento dei costi operativi, per nuove esigenze connesse alla gestione

(canoni ecc.), nell’immediato anche in seguito alla necessaria riorganizzazione post gara;

• possibile incremento costi connessi alla litigiosità legale ;

• muove responsabilità ed attività derivanti dalla gestione dei rapporti con le stazioni appaltanti e gli investimenti post gara;

• impatto degli oneri finanziari derivanti dal finanziamento del riscatto cespiti e dei nuovi

investimenti;

• incremento degli adempimenti legati agli standard di qualità offerti e a quelli pretesi

dalla regolazione e di riflesso dei costi;

• erosione dei costi riconosciuti in tariffa anche per il rispetto degli obiettivi di efficienta-

mento imposti dall’AEEGSI;

• riduzione del WACC reale pretasse: 6,1% - distribuzione; 6,6% - misura.

Possiamo ritenere che gli operatori che intendono mantenere quote del mercato debbano

necessariamente procedere ad una riorganizzazione profonda della struttura aziendale che

tenga anche conto delle caratteristiche di industria capital intensive e dei nuovi costi e rischi.

Alcune delle possibili linee d’azione sono le seguenti:

• ricerca di economie di scala/scopo interne od esterne alle attuali organizzazioni;

• reperimento di risorse finanziarie per riscatto e investimenti anche mediante accordi con

terze parti

• ricerca di una gestione efficiente e priva di sprechi.

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PAPER 9/2016 - ENERGIA

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Energia Media Milano / Roma

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